- •1.Задачи решаемые геофизическими методами в разведочных и эксплуатационных скважинах
- •2.Вклад отечественных ученных в развитие методов интерпретации гис
- •3.Информационная модель гис.(диаграмму нарисовать)
- •4.Плотность горных пород и ее связь с главными геофиз параметрами.(два графика)
- •5.Глинистость коллекторов и ее влияние на главные геофиз параметры. (графики)
- •6.Пористость коллекторов и ее влияние на главные геофиз параметры.
- •7.Проницаемость коллекторов и ее влияние на главные геофиз параметры
- •8.Водонасыщенность и нефтегазонасысещенность коллекторов и их связь с геофизич. Параметрами
- •9.Значение методов гис в обеспечении высоких темпов развития нефтяной и газовой промышленности
- •10.Удельное электрическое сопротивление неглинистых пород и его зависимость от различных факторов (Кп, Кв и др)
- •11.Удельное электрическое сопротивление глинистых пород и его зависимость от различных факторов (Кп, Кв и др
- •12.Удельное электрическое сопротивление пород со сложной структурой порового пространства.
- •13.Петрофизическая характеристика объекта исследования при наличии скважины, вскрывающей пласт (на примере метода сопротивлений)
- •14. Комплекс методов сопротивления, применяющееся для изучения коллекторов нефти и газа.
- •15.Изменение кажущегося сопротивления обычными нефокусированными зондами. Связь кажущегося сопротивления с истинным.
- •16. Поле точечного электрода в однородной среде
- •17. Классификация трехэлектродных нефокусированных зондов
- •19. Теор. Кривые кс в пластах различной толщины низкого сопротивления (нужно дописывать формулы и дорисовывать все из тетрадки)
- •20. Теор. Кривые кс, получаемые против пачек пластов высокого сопротивления.
- •21. Влияние скважины, заполненной п.Ж., на каж. Сопротивление. Влияние зоны проникновения.
- •22. Эффекты экранирования тока и их влияние на характер кривых гис.
- •23. Влияние зоны проникновения фильтрата п.Ж. На показания осн. Методов гис
- •24. Способы опр-я границ пластов по диаграммам электрометрии.
- •25. Влияние неидеальных зондов на кривые кс.
- •26. Общие принципы интерпретации данных бэз.
- •27. Типы кривых бэз.
- •28. Метод микрозондов, как средство выделение фильтрующих коллекторов.
- •29. Экранированные микро- и макрозонды. Принцип регистрации диаграмм.
- •30. Интерпретация диаграмм экранированных зондов.
- •31. Совместное влияние толщины пласта и скважины на величины кс. Измеренных трёхэлектродными нефокусированными зондамим ( пласт ограниченной толщины).
- •32. Способы измерения и определения удельного сопротивления промывочной жидкости по данным гис.
- •33. Физические основы индукционного метода. Индукционные зонды.
- •34. Определение удельного сопротивление пластов по диаграммам индукционного зонда.
- •35. Определение диаметра скважины. Его влияние на показания основных методов гис.
- •36. Влияние скин-эффекта и скважины на показание индукционного метода.
- •37. Диффузионно-абсорбционная активность и её связь с литологическими особенностями горных пород.
- •38. Физические основы метода потенциалов собственной поляризации.
- •39. Наблюденная, статическая и относительная амплитуды сп. Влияние геометрии и удельного электрического сопротивления на наблюдаемую амплитуду сп. Потенциалы собственной поляризации
- •43. Фильтрационные потенциалы.
- •44. Окислительно-восстановительные потенциалы.
- •45. Физические основы метода диэлектрической проницаемости.
- •46. Геологическая интерпретация диаграмм метода диэлектрической проницаемости.
- •47. Разновидности диэлектрического метода. Принципы измерения в волновом диэлектрическом методе вдм
- •48. Радиоактивные излучения. Взаимодействие γ-квантов с веществом.
- •Взаимодействие γ-квантов с веществом.
- •50. Техника регистрации диаграмм в радиометрии.
- •51. Физ.Основы метода естественной радиоактивности
- •52. Интерпретация диаграмм гм. Определение глинистости.
- •53. Использование γ и n излучения в геофизике. Классификация методов радиометрии.
- •54. Общие особенности диаграмм методов радиометрии. Определение границ пластов.
- •55. Физические основы метода рассеянного γ-излучения. Ггм-п и ггм-с
- •56. Определение плотности и пористости по ггм.
- •57. Физические основы нгм и ннм. Нейтронный свойства г.П.
- •58. Физ.Основы импульсных нейтронных методов. Аппаратура для проведения инм.
- •59. Интерпретация диаграмм инм. Определение коэф.Нефтенасыщенности.
- •60. Влияние длины зонда на характер диаграмм нм.
- •61. Интерпретация диаграмм нм. Определение нейтронной пористости.
- •62. Изучение времени жизни тепловых нейтронов. Области применения инм.
- •63. Ингм. Основа теории и интерпретации результатов скважинных исследований.
- •64. Упругие свойства г.П.
- •65. Классификация ак.Задачи, решаемые акустическим методом:
- •66. Физические основы акустических методов. Аппаратура.
- •67. Обработка и интерпретация ам. Определение Кп
- •1. Определение литологии пород в разрезе скв.
- •2. Определение Кп и структуры порового пространства.
- •68. Широкополосный ак (низкочастотный), акустический метод. Решаемые задачи и область применения.
- •69. Физические основы ядерно-магнитного метод. Принцип измерения.
- •70. Определение эффективной пористости и характера насыщения по данным ядерно-магнитного метода.
- •71. Определение характера насыщения коллекторов. Разделение газоносных и нефтеносных коллекторов в разрезе скважин.
- •72. Определение положения контактов (внк, гвк, гнк) по геофизическим данным. Контроль за положением внк в процессе эксплуатации скважин.
- •73. Викиз
6.Пористость коллекторов и ее влияние на главные геофиз параметры.
Пористость – это совокупность пустот м/у частицами тв. фазы породы в абсолютно сухом состоянии.
Пустоты различают по:
-происхождению (первичные (седиментационные), вторичные (постседиментационные))
-форме (тетраэдрические, пузырчатые, ромбоидальные, ячеистые, коверновидные)
-размерам (сверхкапиллярные(d >0,1 мм), субкапиллярные (r
d <0,0002 мм), капиллярные (d = 0,0002 – 0,1 мм))
-внутренней взаимосвязи (открытые (сообщающиеся м/у собой), закрытые (изолированные)).
Для количественной оценки пористости используют параметр, наз.коэф пористости Кп.
1.коэф общ пористости:
Кп=Vпор. общ/Vобр , Vпор.общ – общий объем пор в образце породы, Vобр – объем образца породы.
2. коэф открытой пористости Кпо=Vпор.о/Vобр, Vпор.о – объем открытых пор в образце породы.
3.коэф закрытой пористости
Кпз=Vпор.з/Vобр, Vпор.з - объем закрытых пор в образце породы
Для межзернового пространства:Общая пористость Кп (Кп.общ) Кп=Кпо+Кпз
В породах со сложной структурой порового пространства:
Кп общ= Кп мз+Кпт+Кпк
Кпк-каверны,Кпт-трещены
Объем пор, занятых у/в определяет величину эфф пористости.
Эффективная пористость (Кп.эф) – Vпор, заполненный флюидом
Кп.эф=(Vпор.о-Vпор.св)/Vобр
Кп.эф=Кпо(1-Кв.св),
Vпор.св – объем порового пространства, занятый связанной водой
Кв.св- коэф. связанной водонасыщенности
Динамическая пористость (Кп.д)- объем пор занятый подвижными у/в.
Кп.д=Кпо(1-Кв.о-Кн.о)
Кво – коэф остаточной воды
Кно – коэф остаточ нефти
Кп=Кп.тк+Кп.бл(1-Кп.тк) – газонасыщенность г/п
Кп.тк – трещинно-коверноз пористость
Кп.бл – блоковая пористость
Пористость оказывает влияние на показание радиоакт и акустич методов.
7.Проницаемость коллекторов и ее влияние на главные геофиз параметры
Это свойство пород пропускать ч/з себя жидкость или газ под действием перепада давления.
Проницаемость бывает:
-Абсолютная (физическая)
-Фазовая
-Относительная
Абсолютная соответствует проницаемости породы при фильтрации через нее однородной жидкости или газа химически инертных по отношению к твердой фазе породы, определяется по уравнению Дарси.
Кпр=μ*(Q/∆Р)*(ℓ/ F)
В ур-и коэф. проницаемости – коэф. пропорциональности м/у скоростью фильтрации (Vф) однородной жидкости (газа) и градиентом давления (∆Р/ℓ)
Vф=Кпр*(∆Р/ℓμ)=Q/F
∆Р - перепадом давления (Па)
μ – динамическая вязкость жидкости или газа (Па*с)
Q – объемн. расход жидкости или газа в единицу времени (м3/с)
ℓ - длина пористой среды (м)
F – площадь поперечного сечения пористой среды (м2)
[ Кпр ] = [ 1 м2 ]
1D = 10-12 м2
1мD = 10-3D = 10-15 м2
По проницаемости г/п подразумевается:
- проницаемые Кпр >10мD
- полупроницаемые 0,1< Кпр < 10 мD
- непроницаемые Кпр < 0,1 мД
Граничные значения прониц для коллекторов измен-ся в [ 0,1 – 10 ] мD
Кпр.гр= 0,1 – 10
Кпр зависит от структуры порового пространства, опред-ой формой и размером пор, извилистостью и удельной пов-тью, каналов фильтрации.
Удельная пов-ть – пов-ть канала фильтрации, приходящейся на 1 объема г/п
Кпр=К3п.эф/ (fТг 2Sф2) Ур-е Козени – Кармана
Кп.эф – эффект. пористость
f – параметр который учитывает форму сечения поровых каналов (для гранулярных коллекторов от 2 до 3)
Тг – гидравлическая извилистость каналов фильтрации (отношение средне статистической длины поровых каналов к длине образца породы (Lк/L))
Sф – уд поверхность каналов фильтр-и (м2/м3)
(графики)
Кпр г/п тесно связ с другими характеристиками
Фазовая проницаемость – способность пород насыщ-х смесями (н, г, в)проводить отдельно в, н или г.
Кпр.в=μв*(Qв/∆Р)*(L/F)
Кпр.н= μн*(Qн/∆Р)*(L/F)
Кпр.г= μг*(Qг/∆Р)*(L/F)
Qв, н, г – расход воды, н, г
μв, н, г – вязкость в, н, г
Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к физической (безразмерная величина)
- по воде К'пр.в=Кпр.в/Кпр
- по нефти К'пр.н=Кпр.н/Кпр
- по газу К'пр.г=Кпр.г/Кпр
Фазовая и относит проницаемость зависит от содерж воды, н. и г. в г/п. Хар-р кривых фаз прониц-и зависит от св-ва коллектора и стр-ры порового пространства
При Кв < Кв* ч/з г/п будет фильтр-ся только н. В этом случае Кпр.в=0
Кв*<Кв<Кв** - фильтрация Н+В
Кв>К** фильтр-я в этом случае Кпр.н=0